способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, отличающийся тем, что перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводный нефтью, после закачки суспензии проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч, когда в порах обводненной части пласта начинает образовываться гель водорастворимого полимера, плавно в течение 1,5 - 2,5 сут. отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч, для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимера, суспендированного в невызывающей набухания жидкости (Патент США N 4328864, кл. E 21 B 43/22, опублик. 1982 г.).

Известный способ не позволяет значительно повысить охват пласта воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи вследствие того, что закупоривающий материал не удерживается в высокопроницаемой зоне, а выносится из добывающей скважины или растворяется в пласте при работе нагнетательной скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку чередующихся оторочек суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и воды с уменьшением концентрации водорастворимого полимера в каждой последующей оторочке (Авторское свидетельство СССР N 1501597, кл. E 21 B 43/22, опублик. 1991 г. - прототип).

Известный способ позволяет закачать водорастворимый полимер в пласт на большую глубину, однако гелеобразование водорастворимого полимера проходит в нестационарных условиях, поэтому адгезия полимера к породе пласта оказывается невысокой и полимер склонен к миграции из скважин. Особенно сильно этот процесс развивается при закачке суспензии водорастворимого полимера в добывающие скважины. При последующей разработке полимер интенсивно выделяется из пласта в скважину и эффективность его воздействия резко снижается. Это приводит к обводненности добываемой продукции и уменьшению нефтеотдачи залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, согласно изобретению перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, после закачки суспензии проводят первую технологическую выдержку, плавно отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку и запускают скважину в работу.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка через нагнетательные скважины рабочего агента;

3) закачка в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости;

4) перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости заполнение скважины безводной нефтью;

5) после закачки суспензии проведение первой технологической выдержки;

6) плавный отбор из скважины жидкости;

7) то же в объеме, равном закачанному;

8) проведение второй технологической выдержки;

9) запуск скважины в работу.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При разработке нефтяной залежи происходит преимущественное обводнение наиболее проницаемых зон, а в менее проницаемых зонах сохраняются запасы нефти. Закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и направлением вытесняющих потоков в низкопроницаемые зоны удается повысить нефтеотдачу залежи. Однако водорастворимый полимер непрочно закрепляется в пласте и выходит из скважины при отборе пластовых флюидов, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью, включая зумпф. Это исключает нежелательный преждевременный контакт водорастворимого полимера с водой. Проводят закачку суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости из расчета 6 - 7 м³/м изолируемого интервала. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч. В это время в обводненной части пласта под действием оставшейся в порах воды частицы водорастворимого полимера начинают образовывать гель, который частично заполняет каналы водопритоков. Для донасыщения частиц полимера водой и полной закупорки каналов водопритока из скважины плавно отбирают объем жидкости, равный закачанному. Проводят вторую технологическую выдержку для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера в течение 20 - 30 ч и запускают скважину в работу.

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве углеводородной жидкости используют безводную нефть или другие углеводородные жидкости. Используют 0,5 - 0,9%-ную суспензию водорастворимого полимера в углеводородной жидкости.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2350 м, пластовая температура 76^oC, пластовое давление 19,8 МПа, толщина пласта 36 м, пористость 14%, проницаемость 146 - 362 мД, вязкость нефти 40,26 МПас, плотность нефти 0,884 г/см³, коллектор - неоднородный песчаник с глинистыми пропластками. Через 5 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - пластовую воду, через 20 добывающих скважин отбирают нефть. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 88% приступают к мероприятиям по повышению нефтеотдачи залежи.

Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью, включая зумпф. Проводят закачку в призабойную зону 0,5%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в безводной нефти из расчета 7 м³/м изолируемого интервала. Толщина промытой части пласта составляет 4 м. Обьем закачки составляет 28 м³. Проводят первую технологическую выдержку в течение 24 ч. Из скважины плавно отбирают 28 м³ жидкости в течение 2 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 час и запускают скважину в работу.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью, включая зумпф. Проводят закачку 0,9%-ной суспензии водорастворимого полимера - частично гидролизованной карбоксиметилцеллюлозы в безводной нефти из расчета 6 м³/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 24 м³. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 час. Из скважины плавно отбирают 24 м³ жидкости в течение 1,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 ч и запускают скважину в работу.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью, включая зумпф. Проводят закачку 0,7%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в безводной нефти из расчета 6,5 ³/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 26 м³. Проводят первую выдержку в течение 30 ч. Из скважины плавно отбирают объем жидкости, равный закачанному, в течение 2,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 30 ч и запускают скважину в работу.

Через сутки реализации мероприятий по примерам 1 - 3 отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 30 - 40%.

Применение предложенного способа позволит вовлечь в разработку ранее неохваченные воздействием зоны пласта и повысить нефтеотдачу залежи.